中国储能网讯：随着我国“双碳”目标的有序推进，百兆瓦级储能电站也拉开了大规模开工建设的帷幕，除江苏、河南、湖南等地已建成的百兆瓦级储能电站外，山西大同、朔州等地的300兆瓦/600兆瓦时、400兆瓦/800兆瓦时独立储能电站，山东5个100兆瓦/200兆瓦时共享储能电站也如雨后春笋般相继破土动工。与之配套的落地政策也接踵而至，既有储能可独立参与调峰、调频的合法身份，又有储能设施利用小时数不低于540小时的最低保障；既有允许发电企业可以投资建设新能源配套送出工程，又有同一企业集团储能设施可视为本集团新能源配置储能容量；既有峰谷电价价差原则上不低于4:1，又有全国碳排放权交易市场的开放，诸如之类的利好政策不胜枚举，为百兆瓦级储能电站的普及推广奠定了坚实的基础。

发展储能经济是我国电力行业发展一项重大战略，储能对于促进能源转型方面起着至关重要的作用，“十四五”时期，我国已开启全面建设社会主义现代化国家新征程，为实现碳达峰、碳中和这一目标，必须利用储能进行能源消纳，国内出台相应政策，将发展新型储能作为提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力的重要一环。国家对储能行业的发展愈来愈重视，经过十几年的发展，储能进入较为成熟阶段，呈现出爆发式增长趋势，储能大规模发展的时代到来。

一、国家发布的储能政策

今年以来，我国又提出构建新型电力系统的发展战略，国家储能相关政策密集出台。为保证储能的充分利用，规定了原则上每年调用完全充放电次数不低于250次。国家针对新型储能产业打出重磅利好政策，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，从国家层面提出装机规模目标：预计到2025年，新型储能装机规模达到3000万千瓦以上，接近当前新型储能装机规模的10倍，该发展前景和市场规模给行业带来了巨大信心，促进新型储能全面市场化发展，为支撑碳达峰、碳中和目标留出充分的预期空间。

2021年8月国家发展改革委发布的《关于进一步完善分时电价机制的通知》要求进一步完善峰谷电价机制，合理确定峰谷电价差。规定系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。对于尖峰电价，也有尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%的规定。峰谷价差套利作为目前储能产业最广泛最重要的商业模式，进一步拉大尖峰电价，无疑对储能产业发展起到至关重要的作用。

除此之外，为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，国家发展改革委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励发电企业通过自建或者购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模。在配比要求方面规定，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网，进一步规范了对储能的利用。

在国家能源转型大的战略背景下，我国的电力结构发生了重大变化，随着可再生能源占比的不断提高，系统对于辅助服务的需求也在迅速增加。近年国家层面及各地方也不断出台辅助服务领域的相关政策，推动市场的改革与建设，辅助服务系统对于促进新能源并网，构建新型电力系统起着至关重要的作用。2021年2月，国家能源局印发《2021年能源监管工作要点》，更强调要加强现货市场、辅助服务市场的衔接，规范中长期交易机制，全面深化电力辅助服务市场。而随后发布的《发电厂并网运行管理规定》《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》，对川渝省间的辅助服务市场建设工作给出了具体的指导，补充了储能、虚拟电厂等辅助服务类型，推动合理建立电力用户参与辅助服务的费用分担共享机制。8月31日，国家能源局公开征求对《并网主体并网运行管理规定》《电力系统辅助服务管理办法》意见，文件称本规定适用于省级及以上电力调度机构直接调度的火电、水电、核电、风电、光伏发电、抽水蓄能、新型储能等并网主体。电力辅助服务提供主体包括火电、光伏发电、风电、水电、核电、抽水蓄能、新型储能等以及能够响应调度指令的用户可调节负荷（包括通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合的可调节负荷）等并网主体。通过对储能参与辅助服务市场政策汇总可以看出，“按效果付费”的设计思路逐步推广、新能源发电纳入到考核范围、提供服务的主体多元化发展等政策思路正通过试点不断完善，同时允许可跨省聚合资源的区域性聚合商以分省聚合资源的方式参与市场。并且为确保市场运行平稳有序，初期对新型市场主体市场申报价格设立限价，省间调峰辅助服务报价不低于120元/兆瓦时。国家密集出台相关政策支撑辅助服务系统发展，合理制定辅助服务系统调度机制，为实现“3060”目标做好基础工作。

表1  2021年储能政策汇总

二、地方出台的储能规范政策

在此番利好政策引导下，一些地方也出台相应政策对储能进行规范。在电改方面，根据7月26日，国家发展改革委发布的《关于进一步完善分时电价的通知》，将现行分时电价机制作了进一步完善，各地也纷纷出台相应政策，进一步细化电价，完善电价机制，均在不同程度上拉大峰谷价差电价，优化时段划分，部分省市建立尖峰电价机制进一步拉大峰谷价差。新的分时电价机制，进行了更科学细致的时段划分，把一天分成尖峰、高峰、平段、深谷、低谷、平段等多个时段，为引导用户错峰用电，设置用电高峰期较低谷期电价相差3～4倍。拉大峰谷电价差，从而保障电力系统安全稳定运行，提升系统整体利用效率、降低社会总体用电成本。据统计，各地夏季最热、冬季最冷时段的全年累计时间普遍低于60个小时，但对应的尖峰电力需求可较平时高出1亿千瓦以上，保障电力系统安全稳定运行面临更大挑战，去年以来部分地方已不得不实施有序用电。优化峰谷电价机制、出台尖峰电价机制，有利于充分发挥电价信号作用，引导用户错峰用电，尽可能少地启动有序用电，保障电力系统安全稳定运行，降低社会总体用电成本。为抽水蓄能、新型储能发展创造更大空间，这对促进风电、光伏发电等新能源加快发展、有效消纳，着眼中长期实现碳达峰、碳中和目标具有积极意义。

除此之外，更有多项地方性储能政策相继发布。安徽省发展改革委印发《安徽省电力供应保障三年行动方案（2022—2024）》，文件提出，要结合全省集中式新能源项目布局，积极推动全省电化学储能建设，鼓励电网侧储能项目建设，提高系统调节能力，要积极推动灵活性电源建设，新增电力顶峰能力400万千瓦，其中：应急备用电源120万千瓦、气电160万千瓦、储能120万千瓦。青海省人民政府和国家能源局联合印发《青海打造国家清洁能源产业高地行动方案》，到2030年，全面建成以清洁能源为主体的新型电力系统，基本建成零碳电网，该方案还明确，从推进储能工厂、抽水蓄能建设，发展新型储能、建设储能发展先行示范区等方面加大工作力度，打造多元协同高效储能体系。安徽省经济和信息化厅、安徽省发展改革委、安徽省住房和城乡建设厅、安徽省能源局共同印发《安徽省光伏产业发展行动计划（2021-2023年）》的通知，通知要求，加强储能电池产品布局，推动光储一体化发展；加大系统解决方案开发，形成储能系统辅助光伏并网、电力调频调峰、需求侧响应、微电网等多种系统解决方案，多项利好政策促进储能行业发展，这些政策从多个方位出发，积极调动社会各方力量，有序推进新能源发展。

7月14日，宁夏回族自治区发展改革委发布《关于加快促进储能健康有序发展的通知》，明确配置原则：新能源项目储能配置比例不低于10%、连续储能时长2小时以上，从2021年起，原则上新核准/备案项目储能设施与新能源项目同步投运，存量项目在2022年12月底前完成储能设施投运，对于达到以上要求的储能项目，支持参与电力辅助服务市场。该项政策为储能行业的发展创造有利条件。湖北省能源局印发《2021年平价新能源项目开发有关事项的通知》，提出将优先支持源网荷储和多能互补百万千瓦基地等新能源项目建设，对于可配置规模小于基地规模（1吉瓦）的按照容量的10%、2小时以上、充放电6000次以上的标准配置储能。山西省要求，首批试点示范项目储能规模总量50万～100万千瓦。其中，独立储能单体项目额定功率不低于1万千瓦，参与调峰的项目额定功率下连续充放电时间原则上不低于2小时，参与调频的项目额定功率下连续充放电时间原则上不低于15分钟。其他形式储能电站，按照“一事一议”原则确定等等相关政策，推动储能发展，表2为各省份对储能比例、充电时间要求的汇总表。

表2  各省份对储能比例、充电时间要求汇总

目前，国内储能行业处于高速发展期，仍有不少问题亟需解决。比如储能大规模发展的同时，也暴露出了市场的发展与政策规划不匹配，顶层设计考虑不足的问题；储能成本过高、大规模用起来艰难的窘境，电力系统为保障可再生能源消纳而产生的辅助服务成本过高；发电侧新能源配置储能还存在利用率和经济性等问题。对此本文给出以下几点建议：强化标准的引领和支撑作用，修改对顶层设计机制上的不足，强化其指导作用；提升储能技术，降低系统支撑成本，不断在技术曲线积累、商业价值实践上进行突破；完善储能项目准入及评价标准，对不同场景下储能的应用进行进一步细分；进一步完善储能产业创新鼓励目录和应用补贴目录。

三、小结

综上，为完成我国“双碳”目标，国电投集团、国家能源集团、华能集团、大唐集团等均给出了碳达峰的具体时间节点和新能源装机目标，储能作为新能源并网的前置条件，其重要性日益凸显，已有18个省市先后出台了鼓励或要求新能源配储能的相关政策文件；23个省市给出了整县制推进光伏的具体实施政策。山东、山西、青海、福建等省相继给出了吉瓦级储能电站的建设规划，随着我国政策红利的逐步释放，可以预计，在不久的将来，储能万亿市场必将催生新型储能技术的不断涌现。